1. A l'occasion de la semaine « Energie : changeons
d’ère ! », l'ADEME fait le point sur :
1 Le développement de l’éolien
2 Le marché du solaire photovoltaïque
3 Le marché du solaire thermique
4 Le bois énergie
5 la géothermie
6 Les pompes à chaleur
7 l’hydroélectricité
8 les énergies marines
9 Les certificats d’économie d’énergie

2. Note de positionnement sur l’éolien
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
La production d’électricité en France se fait à partir de différentes sources d’énergie dont l’énergie
nucléaire (77% de la production soit 418 TWh1), des énergies fossiles (10% de la production soit 55
TWh) et des énergies renouvelables (13% de la production soit 71 TWh). L’enjeu du développement
de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité est de les substituer aux
sources d’énergie fossiles, fortement émettrices de CO2, alors que la consommation nationale
d’électricité augmente.
Ainsi, en 2001, la France s'est fixée comme objectif, dans le cadre d'une directive européenne,
d'obtenir 21 % de sa consommation d'électricité à partir d'énergies renouvelables à l’horizon 2010.
Cet objectif a été conforté dans le cadre du Grenelle de l’Environnement dont une des
recommandations est l’augmentation de la production d’énergies renouvelables de 20 Mtep2 à
l’horizon 2020. L’énergie éolienne est l’une des principales énergies concernées, avec un objectif
de 5 Mtep (soit près de 60 TWh). Pour y parvenir, des investissements en matière de R&D, de
capacités de production et de renforcement du réseau devront être mis en œuvre. L’acceptabilité
sociale de l’éolien est également l’un des principaux enjeux.
Performances techniques des installations
La variabilité de la production d’électricité éolienne est le principal handicap de cette énergie.
Toutefois, les progrès de la modélisation des consommations énergétiques et de la prévision
météorologique permettent aujourd’hui de prévoir les variations de l’appel de puissance des
consommateurs, d’anticiper la production d’électricité éolienne et ainsi, d’équilibrer le réseau à
l’échelle du territoire. De plus, le foisonnement des parcs éoliens sur le territoire français, exposé à
plusieurs régimes de vent, permet une injection régulière d’électricité sur le réseau.
Ainsi, la productivité du parc éolien français est largement supérieure à la moyenne européenne,
grâce au caractère particulièrement avantageux des régimes de vent (la France dispose du
deuxième gisement éolien en Europe). En 2007, l’éolien a fournit 4 TWh d’électricité, soit près de
1% de la consommation totale d’électricité en France.
Impacts environnementaux
La production éolienne se substitue essentiellement à des productions à partir d’énergies
fossiles (centrales gaz et charbon), fortement émettrices de CO2. Les émissions évitées en France
par l’éolien ont été estimées par RTE3 à 300 gr de CO2 par kWh. Ainsi, la production d’électricité
d’origine éolienne en 2007 a permis d’éviter le rejet d’1,2 million de tonnes de CO2.
L’acceptabilité des éoliennes par les Français est stable depuis 2004 : 79% sont favorables à
l’installation d’éoliennes dans leur région et 62% sont favorables à l’installation d’éoliennes à moins
d’un kilomètre de chez eux. Pour les 38% des Français qui n’acceptent pas l’installation d’éoliennes
à moins d’un km de chez eux, le bruit des machines et leur intégration dans le paysage sont les
principaux freins 4. Ces deux aspects sont intégrés dans la réglementation sur l’éolien, construite
depuis 2001. Une étude réalisée par l’Affset5 montre que la réglementation sur le bruit est
particulièrement bien adaptée et que le développement de l’éolien n’engendre pas de problèmes
sanitaires. La réglementation actuelle comporte tous les éléments pour assurer une instruction des
projets qui soit sécurisante pour les riverains. Les permis de construire, obligatoires pour toutes
éoliennes de taille supérieure à 12 m, sont délivrés par les préfets de département après enquête
publique pour tous les parcs de puissance supérieure à 2,5 MW (la quasi-totalité des projets
existants) et étude d’impact. Les études d’impact préalables à l’obtention du permis de construire
permettent d’évaluer tous les impacts sur la santé humaine, la faune et la flore. Toutes les
administrations concernées de l’Etat sont consultées ainsi que la Commission Départementale des
Sites, les associations et les collectivités locales d’implantation. Concernant les risques d’accident,
un rapport publié en 2004 par le Conseil Général des Mines estime que la procédure du permis de
1
Chiffres 2007, source : RTE
2
Millions de tonnes équivalent pétrole.
3
www.rte-france.com
4
« Les Français et les énergies renouvelables », août 2008, Etude BVA pour l’ADEME
5
« Impacts sanitaires du bruit généré par les éoliennes. État des lieux de la filière éolienne. Propositions pour la mise en œuvre
de la procédure d’implantation » Avis de l’AFSSET, mars 2008.

3. construire permet aux Autorités publiques de maitriser l'implantation des parcs éoliens par rapport
aux constructions existantes, mais aussi l'implantation de nouveaux bâtiments ou ouvrages par
rapport aux éoliennes déjà construites.
Depuis juillet 2007, des Zones de Développement de l’Eolien (ZDE) ont été instituées pour préserver
les paysages remarquables et les sites historiques. Elles sont proposées par les collectivités locales
et coordonnées par les Préfets. Les projets éoliens doivent se situer dans une ZDE pour bénéficier
du tarif de l’obligation d’achat.
La réglementation devra toutefois évoluer en matière de protection des radars (les éoliennes
peuvent perturber le fonctionnement des radars) ainsi que sur le démantèlement des éoliennes en
fin de vie (un projet de décret est en attente de publication).
Coûts du développement de l’éolien
L’objectif retenu par le Grenelle pour 2020 est d’installer une capacité éolienne de 25 GW dont 6
GW en mer. Partant de l’hypothèse que le prix de marché de l’électricité augmenterait de 3%
(hypothèse très conservatrice) d’ici 2020, le surcoût généré par le tarif de rachat de l’éolien
terrestre serait très réduit, alors que celui de l’éolien maritime représenterait l’essentiel du
surcoût. La CSPE engendrée s’élèverait à 862 millions d’euros (dont 803 millions pour l’éolien
maritime). Un foyer ne se chauffant pas à l’électricité aurait donc à supporter un coût de 5,4
€/an. Pour un foyer chauffé à l’électricité, cela représentera un surcoût de 26 €/an.
En termes de renforcement du réseau de transport d’électricité, le gestionnaire du réseau RTE a
évalué à environ 1 milliard d’euros cumulés le coût d’adaptation du réseau pour un parc éolien
terrestre de 20 000 MW.
Enfin, l’énergie éolienne nécessite de disposer de réserves d’équilibrage pour pouvoir ajuster les
variations de la production à celle de la demande. Ces réserves d’équilibrage entraînent des
surcoûts qui ont été estimés entre 4 et 6 €/MWh pour un parc éolien installé de 8 à 12 000 MW6. Des
études supplémentaires devront être menées pour évaluer ces surcoûts pour un parc de plus grande
puissance. Un observatoire des coûts et des émissions de CO2 évitées par la filière éolienne serait
nécessaire.
AVIS de l’ADEME
L’énergie éolienne est une énergie propre qui contribue à la réduction des émissions de gaz à effet
de serre, car son processus de production électrique ne génère ni déchet, ni gaz à effet de serre, ni
polluants. Elle contribue également à l’indépendance énergétique du pays, car elle injecte sur le
réseau une énergie produite localement.
Le développement de l’éolien devra s’accompagner d’une amélioration de la consultation des
populations concernées et des collectivités locales lors des décisions de planification du
développement ainsi que lors d’autorisation de projet. La planification du développement de
l’éolien est indispensable afin d’éviter le mitage du territoire par une dispersion de petits projets.
L’ADEME soutient le développement des ZDE qui pourraient servir de base pour une planification
régionale des projets éoliens.
L’ADEME recommande la mise en place d’un observatoire des coûts et émissions de CO2 évitées pour
chaque filière d’énergie renouvelable afin d’en évaluer, en temps réel, les coûts et les bénéfices.
Elle préconise un ajustement régulier du tarif de rachat de la production d’électricité éolienne afin
d’assurer que le taux de rentabilité interne (TRI) du projet soit supérieur à 8%, dans des conditions
de ressources en vent suffisantes. Une évaluation du TRI des projets, couplée à l’étude de référence
de la production d’électricité pourrait être réalisée dans le cadre de la Programmation
Pluriannuelle des Investissements.
Enfin, l’ADEME rappelle que les efforts de développement de la filière éolienne, comme toutes les
énergies, doivent avant tout être accompagnés d’efforts de réduction des consommations.
Pour en savoir plus
Avis de l’ADEME sur l’éolien
6
Estimation réalisée par RTE en 2004

4. Guide pratique « Les éoliennes » : http://www.ademe.fr/particuliers/Fiches/eoliennes
Note de positionnement sur le solaire photovoltaïque
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
Le recours aux énergies renouvelables pour la production d’électricité a pour objectif de les
substituer aux énergies fossiles, fortement émettrices de gaz à effet de serre. Si la filière éolienne
apparaît comme la plus mâture aujourd’hui, le solaire photovoltaïque représente une opportunité
pour atteindre l’objectif de division par 4 de nos émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2050.
Ainsi, le Grenelle de l’Environnement a fixé un objectif de développement de la production
d’électricité d’origine renouvelable de 7,2 Mtep7 supplémentaires par an d’ici 2020. La contribution
attendue du photovoltaïque est de 0,5 Mtep, soit une puissance installée de 5 400 MWc8 en 2020
(contre 46,7 MWc en 2007). Cette technologie est aujourd’hui encore trop coûteuse pour participer
significativement au mixte énergétique national.
Les efforts de R&D visent à permettre la baisse des coûts et à consolider le développement
industriel du solaire photovoltaïque en France afin d’en faire une technologie majeure au-delà de
2020.
Marché
La production d’électricité photovoltaïque connaît une croissance importante au niveau mondial
depuis quelques années, notamment pour les applications connectées au réseau. En 2007, le marché
annuel était de 2,3 GWc9 pour une puissance cumulée supérieure à 9 GWc, soit environ 9 TWh 10
d’énergie produite. L’Allemagne et le Japon dominent le marché avec des acteurs industriels de
premier plan dans tous les domaines.
En Europe, 1,6 GWc ont été installés en 2007 pour une puissance cumulée supérieure à 4,5 GWc. En
France, malgré des opérations de démonstration à petite échelle de toits photovoltaïques menées
avec succès dans le cadre de projets européens dès les années 90, le marché photovoltaïque était
principalement celui des sites isolés en DOM-TOM. Ce n'est que depuis la revalorisation des tarifs
d'achat en 2001 et en 2006 que le marché du PV sur réseau décolle rapidement (marché annuel 2007
estimé à environ 30 MWc).
La France, qui dispose d’un bon gisement solaire, a choisi une politique de développement
originale : considérer que le photovoltaïque est avant tout un élément du bâtiment, producteur
d’électricité. Ce choix de développement a pour ambition de :
- soustraire aux coûts d’investissement inhérents aux modules photovoltaïques le coût du
composant de construction qu’ils remplacent et ainsi, d’augmenter la rentabilité de cet
investissement tout en diminuant son impact environnemental
- positionner les industriels français sur un secteur innovant à forte valeur ajoutée
- banaliser l’offre de photovoltaïque dans le bâtiment afin de répondre à la logique de
constructions à énergie positive et d’être en mesure d’atteindre le facteur 4.
Suite au développement du photovoltaïque et des applications du silicium en microélectronique, le
marché mondial fait face, depuis quelques années, à une pénurie de silicium. Le prix de ce
composant des cellules photovoltaïques a doublé ces dernières années, générant une augmentation
du coût des installations. Afin de répondre à cette pénurie, plusieurs projets ont été lancés dont le
projet Silicium de Provence (SILPRO), soutenu par l’ADEME. Il consiste en une unité de production
de silicium polycristallin installée sur le site d’Arkema dans les Hautes-Alpes (04).
De grands industriels français se sont positionnés récemment sur le marché photovoltaïque : Total
et EDF s’impliquent dans les filières de composants. St Gobain et APEX BP Solar développent des
systèmes intégrés au bâtiment et IMERYS TOITURE fabrique des tuiles photovoltaïques. Plusieurs
projets sont soutenus par l’Agence nationale de la Recherche.
7
Million de tonnes équivalent pétrole
8
Méga Watt Crête
9
soit 2,3 millions de kWc
10
soit 9 milliards de kWh ; hypothèse d’un équivalent annuel moyen à pleine puissance de 1 000 heures.

5. En matière de recherche, des partenariats internationaux sont développés dans le cadre de projets
européens. La France participe à l’accord de l’AIE sur le solaire photovoltaïque ainsi qu’à la
plateforme technologique européenne.
Les scénarios de développement du photovoltaïque à l’horizon 2020 vont de 200 à 300 GWc reliés au
réseau dans le monde avec des marchés annuels de 30 à 50 GWc. Cette croissance serait assurée, du
côté de l’offre, par des investissements massifs en capacité de production (silicium de qualité
solaire, cellules, modules) et par la baisse des coûts des systèmes du fait de l’accroissement des
séries de production, d’installation et d’intégration au bâti dès la conception.
Les perspectives d’amélioration des performances techniques et économiques des cellules et
l’augmentation régulière du prix de l’électricité laissent entrevoir une compétitivité économique
située entre 2012 et 2020 selon les marchés.
Coûts
Les coûts de production du photovoltaïque se situent aux environs de 30 c€/kWh. Ces coûts
dépendent du type de technologie (investissement et rendement), du site (énergie produite) et du
type d’application (centrales, toits..).
Afin de favoriser la rentabilité des projets, un tarif de rachat de l’électricité produite a été mis en
place en 2001 et revalorisé en 2006. D’un montant de 30 c€/kWh (40 c€/kWh dans les DOM et en
Corse), il est bonifié de 25 c€/kWh (15 c€/kWh dans les DOM et en Corse) pour les installations
intégrées au bâti. Ce dispositif est complété, pour les particuliers, par un crédit d’impôt et une TVA
à 5,5%. La bonification introduite par le tarif de rachat est répercutée sur la facture du
consommateur d’électricité via la CSPE (contribution au service public de l’électricité). L’ADEME a
simulé le coût pour le consommateur du développement du photovoltaïque à l’horizon 2020. Avec
un tarif de rachat stable jusqu’en décembre 2011 puis décroissant de 7,5% par an, la contribution
CSPE devrait s’élever à 1 273 millions d’euros, soit 7,95€ par an pour un foyer ne se chauffant pas à
l’électricité et 40 € pour un foyer se chauffant à l’électricité.
AVIS et actions de l’ADEME
La participation du photovoltaïque au bilan énergétique national relève d’une échéance dépassant
2020. Technologie du futur des plus prometteuses, il importe que la France positionne son industrie
dans le secteur.
Le développement des capacités de production d’électricité photovoltaïque se justifie d’abord dans
les départements d’Outre-Mer. En raison du fort ensoleillement, des coûts élevés de production
d’électricité et de la présence d’une pointe de consommation électrique en phase avec
l’ensoleillement, l’énergie photovoltaïque y est très compétitive. Le même potentiel est identifié
dans la partie méridionale de la France.
L’ADEME recommande de favoriser l’intégration du photovoltaïque au bâti, sans écarter les
centrales au sol pour atteindre une partie des objectifs en termes de puissance installée. L’agence
recommande toutefois d’être attentif au maintien des sols cultivables, les centrales ne devant pas
participer à l’artificialisation de ces sols. L’ADEME soutient les démarches de qualité des
installateurs (QUALIPV) qui doivent progresser vers une certification reconnue à l’échelle
européenne.
L’ADEME soutient les efforts de développement des composants, des produits et des applications de
la filière photovoltaïque. Les programmes mis en place, en partenariat avec l’Agence nationale de
la Recherche, ont pour objectif la réduction des coûts des systèmes, l’augmentation de leur fiabilité
et leur intégration dans le bâtiment. Dans le domaine des cellules photovoltaïques, les projets
retenus concernent la filière du silicium cristallin, la filière « couches minces » et la recherche
exploratoire afin de promouvoir de nouveaux concepts. Dans le domaine des systèmes
photovoltaïques, les projets retenus concernent essentiellement la baisse des coûts aussi bien pour
les systèmes raccordés au réseau que pour les systèmes isolés.
Les efforts de recherche seront décisifs pour rendre la filière mâture après 2020. Ils doivent
également susciter l’émergence de nouveaux concepts pour les filières du futur.
Pour en savoir plus

6. Guide pratique production d’électricité raccordée au réseau (réf 3737) et en site isolé (réf 3680)
Photovoltaïque intégré au bâti : quelques exemples (réf 6256)

7. Note d’information sur le solaire thermique
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
Les orientations énergétiques du Grenelle de l’environnement fixent un objectif de production de
chaleur renouvelable de 10 Mtep11 supplémentaires par an jusqu’en 2020. La contribution du solaire
thermique devrait s’élever à 0,9 Mtep, ce qui représente un objectif d’environ 15 à 20 millions de
m2 installés cumulés en 2020 (contre 1 millions de m² en 2007).
Le solaire thermique est une filière en devenir dont le prix à la tep substituée doit diminuer à
travers l’amélioration de la performance énergétique des systèmes et la réduction du prix des
capteurs. Ce sont les objectifs des programmes de recherche.
Marché
Le marché mondial du solaire thermique est dominé par la Chine qui compte plus de 100 millions de
m² de capteurs installés. Le marché européen, dominé par l’Allemagne (35% du parc installé),
comprenait, en 2007, 2,7 millions de m² de capteurs installés. La France, en 6è position sur ce
marché, représente 9% du parc européen avec 1 millions de m2 de capteurs et une production de 60
ktep de chaleur12.
Les produits solaires thermiques composent quatre secteurs d'application : le chauffe eau solaire
individuel (CESI), les installations collectives ou centralisées de production d'eau chaude sanitaire,
les systèmes solaires combinés (production ECS et chauffage de locaux) et le réchauffage des
bassins des piscines de plein air. Les trois quarts des capteurs installées en France servent à la
production d'eau chaude sanitaire, le chauffage des bassins de piscines et le chauffage se
partageant le reste du marché.
Après des taux de croissance de 70 % entre 2004 et 2006, sous l’effet des programmes de promotion
du solaire, le marché des systèmes individuels marque le pas depuis 2007. La surface installée
connaît aujourd’hui un taux de croissance de 6 %. A l’inverse, les systèmes collectifs progressent à
un rythme soutenu avec plus de 80 % de taux de croissance. Cette évolution résulte en partie des
dispositions de la réglementation thermique 2005.
Dans les départements d’Outre Mer, le marché connaît un nouvel élan depuis fin 2007, comme le
montrent le bilan des certificats d’économies d’énergie délivrés cette année. Entre décembre 2007
et février 2008, le montant des certificats délivrés au titre de l’opération CESI DOM a augmenté de
465 GWh, soit une augmentation supérieure à la totalité des certificats enregistrés fin 2007 et
l’équivalent de 37 000 m2 mis en place en deux mois.
Le marché français de production d’équipements solaire s’est constitué en quelques années autour
de deux PME spécialisées (Giordano et Clipsol) et de grandes entreprises généralistes d’équipements
de chauffage (Viessmann, De Dietrich thermique). Ce renforcement de l’appareil productif national
s’est appuyé sur une démarche qualité portant sur les équipements et les installateurs. Ainsi,
Qualit’EnR comptait en 2007, 11 500 installateurs agrées Qualisol13.
Perspectives
Les objectifs prévus par le Grenelle de l'Environnement pour le solaire thermique se répartissent de
la manière suivante:
- dans le secteur individuel : 817 000 tep à l'horizon 2020 (soit un supplément de production de
800 000 tep/an par rapport à 2006), ce qui représente l’installation d’environ 4 millions de
chauffe eau solaires ;
- dans le secteur collectif : 110 000 tep/an à l'horizon 2020 (soit un supplément de production
de 100 000 tep/an par rapport à 2006), ce qui correspond à environ 2,6 millions de m2 installés
cumulés.
11
Million de tonnes équivalent pétrole
12
chiffres 2007, source Observ’er et ESTIF
13
www.qualisol.org

8. Ces objectifs ambitieux vont engendrer un nouveau mode d'accompagnement, notamment financier,
des projets solaires thermiques collectifs dans le cadre du fonds chaleur14.
Dans le logement individuel et collectif neuf, les incitations passeront par le renforcement des
exigences de la prochaine réglementation thermique. Les progrès faits en matière de construction
et de chauffage donneront une importance grandissante aux économies sur les systèmes d’eau
chaude.
S’agissant de l’existant, qui représente l’essentiel des ventes potentielles, au-delà du crédit
d’impôt, le développement de financements déjà mis en place par certaines régions ou entreprises
devrait permettre de faciliter le passage à l’acte des ménages.
Entre 2004 et 2006, les coûts unitaires des capteurs solaires thermiques auraient augmenté de 13 %.
Outre la hausse des coûts de fabrication et en particulier des matières premières (cuivre, etc.),
cette hausse est le résultat d’un effet de répercussion des aides (crédit d’impôt et aides locales) sur
les prix pratiqués. A terme, les prix devraient se stabiliser, voire diminuer, sous l’effet d’une
augmentation des quantités (industrialisation croissante de la fabrication d’équipements) et des
progrès techniques des capteurs.
Effort de recherche et développement
Les applications futures du solaire thermique correspondent à une utilisation en production de froid
(le rafraichissement solaire), la production d'électricité par voie thermodynamique et la chimie
solaire (production de vecteurs énergétiques comme l'hydrogène, production de substances utiles,
décontamination). Les travaux de R&D s’articulent autour de la conception de composants,
systèmes et installations, de l’évaluation et la qualification des systèmes et installations, des
procédés de stockage de chaleur et de froid et de l’intégration architecturale et technique et
hybridation avec d’autres énergies renouvelables.
AVIS et actions de l’ADEME
L’ADEME soutient le développement de la filière solaire thermique et recommande de faire appel à
des professionnels qualifiés. A l’origine de l’appellation QUALISOL, l’Agence accompagne les
démarches de qualité, notamment par l'organisation et la promotion de certifications des matériels
et des services, mais aussi les travaux de normalisation, avec l'objectif d'atteindre des références
utilisables par tous. A terme, cette démarche devrait progresser vers une certification reconnue à
l’échelle européenne.
La gestion du fond chaleur, confiée à l’Agence, permettra de soutenir le développement de la
chaleur solaire dans le collectif (chauffage et eau chaude des bâtiments, structures touristiques…).
L’Agence soutient les projets de recherche, qu’ils soient publics (partenariat avec le CSTB, le CNRS
et le CEA dans le cadre de l’INES pour les recherches sur la réduction des coûts et l’intégration au
bâti) ou privés (soutien aux projets de développement de nouveaux systèmes des fabricants). Le
soutien aux efforts de R&D se développe pour partie dans le cadre du programme de recherche dans
le bâtiment, le PREBAT.
Pour en savoir plus
Guides pratiques le chauffe-eau solaire (réf 6324), l’eau chaude et le chauffage solaires (réf 5622),
l’eau chaude solaire collective(réf 3689)
Eau chaude solaire collective : bonnes pratiques (réf 5653)
14
voir note d’information sur le fond chaleur en annexe

9. Note de positionnement sur le bois énergie
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
15
Le Grenelle de l’environnement a défini un objectif ambitieux d’augmentation de 20 Mtep de la
contribution des énergies renouvelables au bouquet énergétique français à l’horizon 2020. Les
filières les plus proches de la compétitivité sont privilégiées et notamment la biomasse pour la
production de chaleur. Un objectif de 7,2 Mtep supplémentaires a été fixé.
Le bois énergie est une des filières les plus prometteuses en matière de production de chaleur. Alors
que les équipements installés en milieu collectif et industriel sont très contrôlés et affichent
aujourd’hui de bons niveaux de performance, le secteur résidentiel nécessite une attention
particulière en raison de la vétusté des équipements et de la mauvaise qualité du combustible
utilisé. Le développement du chauffage au bois domestique doit donc s’effectuer dans des
conditions de haute qualité environnementale.
Impacts environnementaux
Le bois est une ressource énergétique qui se renouvelle environ un million de fois plus vite que les
énergies fossiles comme le charbon ou le pétrole. En France, l’utilisation du bois-énergie participe
à l’entretien de la forêt. Gérée convenablement, la forêt peut se renouveler et satisfaire le besoin
des hommes : chaque année, en France, la récolte annuelle de bois (52 millions de m3 en 2003) est
16
inférieure à la production biologique de la forêt (103 millions de m3 hors peupleraie ).
Le bois énergie est l’une des énergies les moins émettrices de CO2. Les émissions rejetées lors de la
combustion du bois résultent de l’accumulation de CO 2, utilisé par les arbres lors de leur croissance.
En comptabilisant l’énergie consommée du « puits » à la chaleur produite, y compris les étapes de
transport et raffinage, le chauffage au bois émet 40 kg de CO2 par MWh de chaleur utile alors que
les chaufferies au gaz, au fioul et à l’électricité émettent respectivement 222 kg, 466 kg et 180 kg
de CO2 par MWh. Ainsi, l’utilisation du bois permet de diviser les émissions de CO2 par 12 par
rapport au fioul et par 6 par rapport au gaz.
La combustion de bois libère toutefois des polluants qu’il convient d’évaluer : oxydes d’azote
(NOx), monoxyde de carbone (CO), composés organiques volatils (COV) et hydrocarbures imbrûlés,
particules, hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAP).
Emissions de polluants
17
Sur la base des données utilisées par le CITEPA dans ses inventaires, il apparaît notamment que :
o le bois énergie contribue pour une très faible part (2% environ) aux émissions nationales de
dioxyde de soufre (SO2) et d’oxydes d’azote (NOx) et contribue à hauteur de 10% environ aux
émissions de dioxines et de poussières totales ;
o le secteur industriel, agricole et collectif est notablement plus performant sur le plan
environnemental que le secteur domestique. A l’exception des émissions de dioxyde de soufre
et d’oxydes d’azote qui représentent respectivement 18 et 31% des émissions totales du bois-
énergie, il émet moins de 10% des émissions totales du bois énergie (9% des dioxines, 3% des
poussières totales et fines, et moins de 2% du monoxyde de carbone, du carbone organique
volatile non méthanique, et des hydrocarbures aromatiques polycycliques) ;
o le bois énergie contribue de manière plus significative aux émissions nationales de composés
organiques volatils non méthanique (COVNM, 22%), de monoxyde de carbone (CO, 31%) et
d’hydrocarbures aromatiques polycycliques (77% pour la somme des 4 HAP) ; ces niveaux
d’émission proviennent à plus de 95% du secteur domestique.
Le secteur domestique, qui représente 85% du bois consommé, contribue plus significativement que
le secteur collectif et industriel aux émissions atmosphériques nationales. Il se caractérise, en
effet, par un important parc d’appareils anciens (supérieur à 5 ans) et peu performants. Les foyers
ouverts et les appareils anciens contribuent significativement aux émissions atmosphériques du
secteur domestique, pour une production d’énergie très limitée (rendement énergétique inférieur à
40%, voire 10% pour les cheminées) comparée aux appareils mis aujourd’hui sur le marché. Depuis
15
Million de tonnes équivalent pétrole
16
Inventaire Forestier National 2005
17
Centre Interprofessionnel Technique d’Etudes Atmosphériques : www.citepa.org

10. 2000, la qualité des équipements a fortement progressé, sous l’effet notamment de la création du
label « Flamme Verte ». Un poêle « Flamme Verte » émet 3 fois moins de poussières et de COV
qu’un poêle ancien et 10 fois moins de HAP. En 2006, 89% des poêles et 58% des chaudières mis sur
le marché étaient labellisés Flamme Verte. Depuis novembre 2007, la réglementation impose un
rendement minimal pour les appareils de bois installés dans le cadre d’une rénovation d’un
bâtiment de plus de 15 ans. Ce rendement est fonction de la puissance de la chaudière. De plus, un
crédit d’impôt a été mis en place, en 2005, afin de permettre le renouvellement du parc en
favorisant les équipements les plus performants. Le taux de renouvellement est toutefois lent (4%
de taux annuel de renouvellement, soit 25 ans pour renouveler entièrement le parc actuel).
Le secteur domestique utilise, dans une proportion encore trop importante, un combustible de
mauvaise qualité (bois trop verts et trop humides), dont la combustion émet des polluants
atmosphériques. Pour aider le particulier à faire le bon choix, une norme « NF bois de chauffage » a
été créée, en lien avec les producteurs.
Les impacts des chaufferies bois en secteur industriel et collectif sont beaucoup plus limités que
ceux du secteur domestique, avec des émissions atmosphériques à l’unité d’énergie restituée
beaucoup plus réduites. L’ADEME mène des campagnes de suivi des émissions de polluants de ces
chaufferies. Si les émissions mesurées sont globalement correctes et respectent la réglementation,
ces campagnes ont permis d’établir des recommandations de bonne pratique pour diminuer encore
18
les rejets polluants .
AVIS
L’ADEME encourage le développement de la biomasse comme source d’énergie dans le secteur
domestique, collectif et industriel, tout en veillant à l’utilisation de combustibles appropriés et de
techniques efficaces à haute performance environnementale.
Bien consciente du niveau des émissions atmosphériques dues à la combustion de la biomasse,
notamment chez le particulier, l’ADEME soutient une démarche de progrès visant à mettre sur le
marché des équipements et des installations de plus en plus performants, ceci afin de corriger
progressivement les impacts négatifs et de conforter le bénéfice de la biomasse en terme
d’émissions de gaz à effet de serre et d’utilisation de combustibles renouvelables.
Le secteur domestique (maison individuelle) est celui sur lequel il convient d’agir en priorité.
L’ADEME recommande aux particuliers intéressés par ce mode de chauffage de choisir un appareil
d’un rendement de 70% minimum, installé par un professionnel compétent et de porter une grande
attention au choix du combustible. Un entretien régulier de l’appareil de chauffe est également
indispensable. Le renouvellement du parc fera baisser de manière significative les émissions
polluantes.
Dans le secteur collectif et industriel, l’ADEME encourage la mise en service d’installations classées
pour la protection de l’environnement (puissance thermique supérieure à 2 MW). Ce type
d’installation est complémentaire aux unités de petites puissances et contribue significativement à
la réduction nationale des émissions de gaz à effet de serre. Il permet également une mise en
œuvre efficace des meilleures techniques disponibles de traitement des polluants atmosphériques
et bénéficie d’un cadre réglementaire strict de suivi et de contrôle par des organismes
indépendants. Pour les chaufferies non couvertes par la législation ICPE (chaufferies d’une
puissance inférieure à 2 MW), l’ADEME soutient, dans le cadre de son système d’aide, le respect des
exigences environnementales ICPE.
Dans tous les cas, et comme pour tout système de chauffage, l'ADEME préconise en premier lieu de
réduire au maximum les besoins de chauffage en veillant à la qualité d'isolation thermique du
bâtiment (murs, toiture, combles, fenêtres, …) et à son exposition. Dans le secteur industriel et
collectif, l’ADEME exige, préalablement à l’attribution d’aides financières, la réalisation d’une
évaluation environnementale des projets.
Pour en savoir plus
Guide pratique ADEME : le chauffage au bois (réf 6196)
Chauffage au bois : du progrès dans l’air (réf 6444)
18
résultats détaillés sur demande

11. Note de positionnement sur la géothermie
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
Les activités géothermiques se déclinent, en France, en quatre grands secteurs :
- la valorisation, en métropole, de ressources de basse et moyenne énergie pour la production
de chaleur, essentiellement par le biais de réseaux de chaleur urbains,
- les usages thermiques dans les bâtiments, par l'utilisation des pompes à chaleur
géothermiques,
- la production d'électricité dans les départements d'Outre-Mer,
- la géothermie des roches profondes et fracturées, avec le pilote européen
d'expérimentation scientifique de Soultz-sous-Forêts.
La nature des ressources existantes a conduit à privilégier en France les usages thermiques de la
géothermie. Ainsi, le Grenelle de l’Environnement a fixé un objectif de production de 2 Mtep19
supplémentaire de chaleur à partir de géothermie et de pompes à chaleur à l’horizon 2020.
La production d’électricité d’origine géothermale devra être développée en priorité dans les
départements d’Outre-Mer.
Les usages thermiques dans le résidentiel (voir note de positionnement sur les pompes à chaleur)
La valorisation thermique pour le logement collectif ou le tertiaire
Les ressources de basse et moyenne énergie se rencontrent à des profondeurs comprises entre 600
et 3 000 mètres. Les sources exploitées actuellement sont principalement situées dans le Bassin
Parisien et le Bassin Aquitain.
Une soixantaine d’installations de production géothermique est aujourd’hui exploitée, pour moitié
sous forme de réseaux de chaleur urbains, localisés essentiellement en région parisienne. Les autres
installations sont des installations de chauffage de bassins de pisciculture, de serres horticoles, de
piscines ou de centres nautiques.
L'ensemble de ces opérations permet d'économiser annuellement 1 265 GWh utiles en moyenne, soit
environ 130 000 tep de combustible fossile pour un parc avoisinant 166 000 équivalent-logements.
On évalue à un peu plus de 400 000 tonnes, le tonnage annuel des émissions de CO2 ainsi évitées.
La production d’électricité dans les départements d’Outre-Mer
Grâce à leur contexte volcanique, les départements d'Outre-Mer - la Guadeloupe, la Martinique et la
Réunion – constituent des terrains privilégiés de production d'électricité d'origine géothermale.
C'est en Guadeloupe, sur le site de la commune de Bouillante, que les projets sont aujourd'hui les
plus avancés, avec la réhabilitation en 1995-1996 de la centrale double-flash de Bouillante 1
(toujours en fonctionnement depuis cette époque), la réalisation entre 1999 et 2004 d'une nouvelle
centrale (Bouillante 2) et un projet en cours d'étude (Bouillante 3) depuis 2003.
A terme, l'électricité produite par géothermie devrait couvrir près de 20% de l'électricité
consommée en Guadeloupe avec une fourniture en base, économiquement rentable, disponible en
permanence, et non polluante.
Ces actions s'accompagnent depuis 2002 d'un programme de recherches, baptisé GHEDOM, conduit
par le BRGM et co-financé par l'ADEME. Les efforts de recherche menés jusqu'à présent ont été axés
majoritairement sur le champ géothermique de Bouillante avec un double objectif :
- améliorer les méthodes d'évaluation des ressources en contexte insulaire (souvent difficiles
à mettre en œuvre étant donné la petite taille des champs géothermiques rencontrés)
- modéliser l'évolution d'un réservoir géothermique comme celui de Bouillante afin de jeter
les bases d'une stratégie optimale d'exploitation de la ressource géothermale.
Les résultats permettront d'accompagner le développement des extensions de production au
voisinage de Bouillante, de fiabiliser des méthodes de prospection mises en œuvre dans les travaux
conduits entre 2002 et 2004 et de définir les schémas d'ingénierie de réservoir permettant une
meilleure exploitation de l'énergie thermique considérable stockée dans les roches et les fluides
19
Million de tonnes équivalent pétrole

12. géothermaux. Parallèlement à ces actions, des campagnes d’exploration par forages sont prévues à
La Réunion et en Martinique pour déterminer les potentiels de ces départements.
La géothermie profonde des roches fracturées
La France est engagée depuis 1987 aux côtés de l'Allemagne et de l'Union Européenne dans le
domaine de la géothermie des roches profondes et fracturées. Les travaux de recherche menés sur
le site de Soultz-sous-Forêts (Alsace) et les résultats très encourageants obtenus ont conduit, en
1999, à proposer la réalisation d'un pilote scientifique d'expérimentation, destiné à montrer la
pertinence du concept de géothermie profonde.
L'architecture du pilote proposé repose sur la réalisation de trois forages profonds de 5 000 m, avec
un puits central d'injection et deux puits d'extraction déviés, situés de part et d'autre du puits
d'injection. Les deux puits périphériques récupèrent le fluide injecté qui, lors de sa circulation dans
le milieu rocheux et fracturé, s'est réchauffé. Après épuisement du contenu calorifique du fluide en
surface, il est réinjecté par le puits d'injection.
Le pilote de Soultz-sous-Forêts a été conçu pour une capacité thermique de 30 à 50 MW (à 200 °C),
dans l'optique de produire de l'électricité (puissance électrique installée de 4 à 6 MW). La période
2004-2008 est destinée aux travaux d'expérimentation avec notamment la réalisation d'essais de
circulation de longue durée entre puits. L'objectif principal sera de déterminer la productivité
hydraulique du réservoir créé en profondeur, d'évaluer sa productivité thermique et de travailler sur
sa gestion à long terme. Si les travaux sont concluants, ceux-ci devraient conduire à l'horizon 2010-
2015 à la réalisation d'un prototype industriel d'une puissance électrique de 25 MW.
AVIS de l’ADEME
Plutôt ciblé initialement sur les réseaux de chaleur urbains et les usages thermiques, le domaine
d’application de la géothermie s'est élargi ces dernières années à ceux de la production d'électricité
et des pompes à chaleur sur capteurs enterrés.
La géothermie est une source d’énergie prometteuse pour atteindre les objectifs du Grenelle de
l’Environnement.
En matière de production de chaleur, l’ADEME recommande, afin de soutenir l’activité de la
géothermie dans l’habitat et le tertiaire, de réactualiser les inventaires de données de sous-sols
dans le but d’obtenir une meilleure connaissance des ressources exploitables. Un accent doit être
mis sur l'information des maîtres d'ouvrage et maîtres d'œuvre concernés (mise à disposition d'outils
cartographiques sur les ressources, aide au financement d'opérations exemplaires, formation, …).
De plus, l’accès à des mesures d'incitation comme la garantie AQUAPAC (garantie sur le succès de la
campagne de forage) doit être facilité. Enfin, comme pour les autres filières d’énergies
renouvelables, les démarches de qualité des installateurs, y compris les foreurs, doivent progresser
vers une certification à l’échelle européenne.
En matière de production d’électricité, la recherche doit être poursuivie afin d’accroître la
contribution de la production d'électricité d'origine géothermale dans les Départements d’Outre Mer
et de mieux positionner les opérateurs géothermiques français dans les développements
internationaux de la géothermie en contexte îlien. Un autre objectif, poursuivi notamment dans le
projet européen de recherche de Soultz-sous-Forêts, est d’approfondir la faisabilité de la
géothermie profonde des roches fracturées.
Pour en savoir plus
www.geothermie-perspectives.fr : site Internet développé par l’ADEME et le BRGM

13. Note de positionnement sur les pompes à chaleur
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
Une pompe à chaleur (PAC) est une machine thermodynamique qui transfère de l'énergie thermique
d'une source froide vers une source chaude. En mode chauffage, la PAC prélève de la chaleur du
milieu environnant (dans l'air, le sol ou dans l'eau) et la restitue dans le logement à un niveau de
température plus élevé, adapté au chauffage. Les PAC sont aussi pour la plupart, réversibles, c'est-
à-dire qu'elles peuvent, par inversion de leur cycle de fonctionnement, prélever de la chaleur dans
un bâtiment, et donc le rafraîchir, et rejeter cette chaleur à l'extérieur, dans le milieu environnant.
Aujourd'hui, la majorité des PAC sont à compresseurs entraînés par moteur électrique (95% du
marché français). Les éléments indiqués ci-après concernent ce type de machine.
Il existe deux grands types de pompes à chaleur à compression : les PAC géothermiques et les PAC
aérothermiques. Les PAC géothermiques puisent la chaleur dans le sol ou dans l'eau (nappes
phréatiques, ou plus rarement lacs, rivières ou mer). Les PAC aérothermiques puisent, quant à
elles, la chaleur dans l'air (extérieur ou extrait du logement).
Impact environnemental
Maîtrise de la demande en électricité
Sous certaines conditions, les PAC permettent un gain de consommation énergétique par rapport
aux solutions de chauffage à combustibles fossiles. On peut par exemple montrer qu'un système de
chauffage par PAC, comparé à une solution avec chaudière gaz à condensation, conduit à des
économies en énergie primaire dès lors que le Coefficient de Performance de la PAC (COP) indiqué
par le constructeur (et mesuré en centre d'essai selon des normes) est au minimum de 3, que la
machine est correctement dimensionnée et mise en œuvre et bénéficie d'une maintenance
régulière.
Lorsqu'une PAC vient en remplacement d'un chauffage électrique direct à effet Joule, le gain en
énergie primaire, est d'autant plus évident. De plus, ce gain s'accompagne d'une réduction de la
puissance appelée sur le réseau.
Réduction des émissions de gaz à effet de serre
L'impact sur l'effet de serre des PAC résulte de l'émission du fluide frigorigène présent dans celles-ci
(généralement lorsque l'installation, arrivée en fin de vie, doit être éliminée et vidée du fluide
qu'elle contient) et, de manière prépondérante, de l'électricité nécessaire à son fonctionnement
(dont la fabrication s'accompagne d'émissions de CO2). En considérant l'ensemble de ces effets, les
calculs montrent qu'une PAC permet de réduire d'un facteur de 1,5 à 4 les émissions de CO2
nécessaires au chauffage d'un logement par rapport à un système de chauffage à combustible
fossile. Ceci est particulièrement vrai en France où le contenu en CO2 du kWh électrique pour
l'usage chauffage est faible (180 g de CO2 par kWh), mais cela reste vrai également pour des
contenus beaucoup plus élevés et explique l'engouement général pour les PAC en Europe.
Développements
PAC et rafraîchissement
Les PAC sont en général réversibles (+ de 90% des ventes) et peuvent donc conduire à des
consommations d'énergie électrique supplémentaires en été à des fins de rafraîchissement. Les
campagnes de mesure réalisées sur site montrent cependant que l'utilisation de cette option reste
limitée et concerne des durées faibles (une quinzaine de jours par an) avec une consommation
électrique en général modérée (de l'ordre de 500 kWh par logement équipé), bien en deçà des gains
énergétiques réalisés sur la saison de chauffage.
Par ailleurs, l'ADEME rappelle qu'il existe de nombreuses autres solutions à privilégier permettant
d'éviter le rafraîchissement actif. Si toutefois celui-ci est inévitable, il convient d'en minimiser
l'importance en réduisant les charges thermiques du bâtiment par un travail sur l'isolation et la mise
en place de protections solaires.

14. D'un point de vue énergétique, il est préférable lorsque la fonction rafraîchissement est utilisée, de
disposer d'un système réversible centralisé par PAC, plutôt que de recourir à des climatiseurs
mobiles ou des systèmes individuels achetés dans l'urgence en grande distribution.
Production d’eau chaude sanitaire
Les PAC peuvent également participer à la production d'eau chaude sanitaire. Il existe alors deux
possibilités :
– La PAC qui assure le chauffage de la maison dispose également d'une fonction de production d'ECS.
L'eau est alors chauffée par la PAC avec un complément éventuel assuré par une résistance
électrique, notamment quand la PAC est à l'arrêt, hors période de chauffage.
– Une PAC indépendante, dédiée à la production d'ECS et appelée chauffe-eau thermodynamique,
est utilisée. Elle fournit alors l'eau chaude sanitaire toute l'année.
Enfin, si l'eau chaude sanitaire ne peut être produite par un système de PAC, il peut être nécessaire
d'installer un système indépendant qui assurera cette fonction. Il peut alors s'agir par exemple d'un
cumulus électrique, ou de façon préférable d'un chauffe eau solaire.
La production d'ECS est un point à étudier avec soin, notamment lorsque la PAC vient en
substitution d'une chaudière qui assurait à la fois le chauffage des locaux et la production d'eau
chaude sanitaire.
AVIS DE L’ADEME
L’ADEME soutient le développement des pompes à chaleur car ce sont des systèmes qui valorisent
l'énergie disponible puisée dans l'environnement immédiat, renouvelable car provenant en majorité
du flux thermique solaire. La contre partie reste l'utilisation d'électricité dont l'impact peut être
minimisé, à partir du moment où l'on encourage l'utilisation de PAC performantes – limitant de ce
fait leur consommation d'énergie électrique – et le recours aux énergies renouvelables pour produire
de l'électricité.
Dans un souci de bonne performance énergétique, l'ADEME préconise l'utilisation de machines ayant
un COP supérieur ou égal à 3,5.
L’ADEME rappelle que les systèmes de chauffage par PAC ne supportent pas la médiocrité de
conception et de mise en œuvre. Elle recommande la charte qualité QualiPAC de l'AFPAC
(Association Française pour les Pompes A Chaleur) qui définit un certain nombre d'engagements de
qualité que l'installateur adhérent s'engage à respecter. L’Agence soutient, par ailleurs, les travaux
visant à faire progresser l’appellation QualiPAC vers une certification européenne.
L’ADEME rappelle que si les PAC peuvent constituer des solutions de chauffage très performantes, il
ne s'agit néanmoins que d'une solution parmi d'autres, qui n'est pas nécessairement adaptée à toutes
les situations. Seule une étude thermique sérieuse peut valider ou non l'intérêt d'une PAC dans une
situation donnée.
Dans tous les cas, et comme pour tout système de chauffage, l'ADEME préconise en premier lieu de
réduire au maximum les besoins de chauffage en veillant à la qualité d'isolation thermique du
bâtiment (murs, toiture, combles, fenêtres, …) et à son exposition.
Par ailleurs, il existe en France des zones où le réseau de distribution électrique est en contrainte.
Dans ces zones, la multiplication des PAC peut avoir des conséquences en termes de
dimensionnement des installations électriques et de qualité de la fourniture d'électricité. Il convient
donc de se renseigner auprès des régies d'électricité locales, d'EDF ou des Espaces Info-Energie
avant de choisir cette solution de chauffage. Dans tous les cas, une PAC doit être munie d'un
dispositif limitant les appels de courant lors du démarrage du compresseur.
Pour en savoir plus
Guide de l’ADEME sur les pompes à chaleur
www.géothermie-perspectives.fr: site développé par l’ADEME et le BRGM

15. Note de positionnement sur l’hydroélectricité
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
L'énergie hydraulique constitue la seconde source de production d'électricité en France. Elle
présente plusieurs atouts. Il s'agit d'une source d'énergie renouvelable et locale. Associée à un
barrage, elle permet un stockage de l'énergie et la modulation de la production électrique,
apportant ainsi une contribution appréciable à la stabilité du système électrique. Enfin, elle n'est
pas productrice de gaz à effet de serre, ni d'autres gaz polluants.
L’énergie hydraulique joue donc un rôle important dans le bouquet énergétique français. Dans le
cadre du Grenelle de l’Environnement, un objectif de production d’électricité hydraulique
supplémentaire de 0,6 Mtep a été fixé afin d’atteindre une part de 20% des énergies renouvelables
dans la consommation nationale en 2020.
Alors que la plus grande partie du potentiel hydroélectrique est exploitée depuis de nombreuses
années, la logique est aujourd’hui celle de l’optimisation du parc de production électrique français
et le renforcement des capacités. Ce développement devra se faire dans le respect de
l’environnement et notamment des cours d’eau et milieux aquatiques.
Marché
L’hydraulique représente 12 % de la production totale d'électricité française avec une capacité de
production de 70 TWh en année moyenne. La puissance installée est de 25,4 GW, soit 22 % de
l'ensemble des centrales contribuant à l'alimentation des réseaux publics d'électricité. Elle se
répartit entre les grands barrages et centrales et les installations domestiques dite de petite
hydroélectricité.
Avec près de 2 000 petites centrales réparties sur tout le territoire, la petite hydroélectricité
représente une puissance installée de 2 GW. Ces installations produisent en moyenne 6 à 7 TWh/an,
soit environ 10 % de la production d’origine hydraulique, ce qui équivaut à la consommation
électrique annuelle, hors chauffage, de plus de deux millions de foyers et permet l’économie de
2,5 millions de tonnes de CO 2.
Le potentiel de développement de l’hydroélectricité se décompose en deux axes :
- augmentation des capacités de production de pointe afin de substituer l’énergie hydraulique
aux énergies fossiles, fortement émetteurs de CO2.
- augmentation du productible, notamment pour compenser la réduction des capacités de
production consécutive à la mise à niveau des débits réservés et à l’application de certaines
dispositions relatives à la politique de l’eau.
Augmenter la production de pointe
L'hydroélectricité, lorsqu'elle est associée à un réservoir (lac, barrage, etc.), est modulable, avec la
possibilité de faire monter très rapidement la puissance électrique produite. Elle joue un rôle
crucial dans la sécurité et l'équilibre de notre système électrique en permettant l’injection
d’énergie lors des périodes de pointe. Il est donc nécessaire d’augmenter les capacités de
production de pointe par suréquipement des installations de lacs existantes et par la mise en œuvre
de nouveaux projets de Stations de Transfert d’Energie par Pompage.
Les centrales de pompage-turbinage (STEP) utilisent un réservoir amont et un réservoir aval entre
lesquels l'eau est pompée vers l'amont en période de basse consommation quand l'électricité est peu
chère et turbinée vers l'aval en période de pointe de consommation. Ces centrales au rendement
global de l'ordre de 75 % produisent environ 5 TWh par an. Les STEP sont un instrument permettant
le bon fonctionnement du réseau électrique. Leur intérêt va croître alors que de plus en plus de
sources d’énergie intermittentes sont appelées à se connecter au réseau. Le Comité Opérationnel
sur le plan de développement des énergies renouvelables (COMOP 10) a ainsi envisagé le
développement de 2 GW à 3 GW de STEP à l’horizon 2020.

16. Augmenter le productible
Le rapport Dambrine20 fait le point sur les perspectives de développement de la production
hydroélectrique en France dans une problématique d’optimisation globale du système électrique et
dans le souci de la préservation des milieux aquatiques. Il met en évidence un potentiel de
développement des installations hydroélectriques de 7 TWh par an d’ici 2015 dont 4,6 TWh pour les
projets neufs, 2 TWh par optimisation des installations existantes et 0,4 TWh par le turbinage des
débits réservés.
Ce renforcement devra se faire dans le respect des politiques européennes et françaises de
protection des milieux aquatiques et de la faune piscicole.
AVIS et actions de l’ADEME
La filière hydroélectrique a un potentiel de développement technique important et doit jouer son
rôle pour atteindre les objectifs nationaux en matière de développement des énergies
renouvelables. L’ADEME recommande de faire un effort particulier de R&D sur quatre thèmes
principaux:
− L’évaluation du potentiel: développer et diffuser en région les outils nécessaires à
l’évaluation du potentiel de développement de la filière. Les outils développés dans le cadre du
projet européen SPLASH21 pourront être mis en œuvre. L’utilisation d’une méthode unique
d’évaluation permettra une évaluation cohérente. Les travaux actuels dans le cadre de l’étude
nationale du potentiel hydraulique vont dans ce sens.
− La limitation des impacts environnementaux: développer les outils et les méthodes
permettant une évaluation globale des impacts environnementaux des projets sur une rivière ou un
bassin versant. Les objectifs sont, premièrement, de rendre compatible l’hydroélectricité avec
l’objectif de bon état écologique fixé par la Directive européenne. Ensuite, d’élaborer les modes de
gestion des ouvrages hydroélectriques pour assurer la continuité du transit sédimentaire. Enfin,
proposer de nouvelles techniques de conception pour les futures centrales (nouveau type de prises
d’eau, turbines ichtyophiles, etc.) qui répondront à l’ambition nouvelle de bon état des cours d’eau
à l’horizon 2015.
− le développement de matériels adaptés au nouveau contexte de l’hydroélectricité:
poursuivre les efforts de développement pour la mise sur le marché d’équipements performants à
faible coût pour le turbinage des débits réservés ou l’équipement des basses chutes. L’accent devra
être mis sur les opérations de démonstration dans une logique de pénétration du marché à court
terme. Les technologies de turbines immergées à aimant permanent pourront être privilégiées. Dans
ce cadre, l'ADEME finance la société ALSTOM, leader mondial sur ce marché, pour améliorer la
performance des turbines sur les grands ouvrages hydrauliques en considérant les contraintes
dimensionnelles des présents ouvrages. L’agence accompagne également les projets de micro-
turbinage.
− la définition d’une ZDH (zone de développement hydraulique): développer dans le cadre
d’une réflexion territoriale un document de planification des ouvrages (potentiel hydraulique,
connexion au réseau électrique, impact environnemental).
De son côté, l’ADEME poursuivra sa politique d’accompagnement des professionnels de la filière
avec la réalisation de cahiers des charges techniques type, l’organisation de formations et d’actions
de communication. Des actions d’accompagnement au management environnemental seront mises
en œuvre, en partenariat avec France-Hydroélectricité, avec notamment l’actualisation du guide
d’accompagnement des producteurs d’hydroélectricité vers la certification ISO 14001. Une réflexion
est également en cours avec l’observatoire de l’énergie pour la construction d’une base de données
nationale des installations.
Pour en savoir plus
Tout ce que vous voulez savoir sur la petite hydroélectricité, (réf 4832)
Le guide pour le montage de projets de petite hydroélectricité (réf 4803)
20
Rapport sur les perspectives de développement de la production hydroélectrique en France, Ministère de
l'Économie, des Finances et de l'Emploi, DGEMP, Mars 2006
21
Spatial Plans and Local Arrangement for Small Hydro, projet mené de 2003 à 2005

17. Note d’information sur les énergies marines
Version du 14 novembre 2008
Enjeux
Pour atteindre l’objectif fixé par l’UE de produire 23 % de sa consommation électrique grâce aux
énergies renouvelables en 2020, la France devra recourir à toutes les sources renouvelables, y
compris aux énergies marines.
Forte de ses ressources nationales en énergies marines et de compétences académiques
(laboratoires universitaires, Ifremer…) et industrielles (entreprises du secteur énergétique et
pétrolier), la France pourrait compter sur ces énergies pour contribuer à hauteur de 1 ou 2 % de
l’effort demandé par la directive européenne 2020 dans de bonnes conditions environnementales et
de faisabilité. Cette contribution pourrait être plus importante au-delà de 2020.
Description
Les trois principales ressources mobilisables dans le court terme sont le vent (éolien en mer), les
courants (énergie hydro cinétique) et la houle (énergie houlomotrice).
L’énergie éolienne résulte des différences de températures engendrées par les variations
d’ensoleillement. Elle est elle-même source des mouvements d’eaux de surface, la houle ou sa
manifestation sur les rivages, les vagues. Ces différences de températures, augmentées des
différences de salinité également d’origine solaire provoquent également les grands courants
marins.
Les mers et les océans recèlent d'autres formes d'énergie comme le gradient thermique entre
surface et grande profondeur ou la pression osmotique à l'embouchure des fleuves, mais il n'existe à
ce jour aucune technologie permettant de les exploiter.
Les gisements
Les deux ressources qui paraissent exploitables aujourd’hui, outre l'éolien en mer, sont les courants
et la houle. La part de ces énergies issue du soleil subit plusieurs transformations, toutes affectées
d’un rendement qui réduit l’étendue de la ressource.
La ressource des courants marins est estimée à une puissance permanente de 5 TW22. Toutefois, les
courants n’étant exploitables qu’à proximité des côtes, leur potentiel doit être fortement minoré
en termes d’énergie réellement disponible. Le long des côtes européennes, les courants permanents
sont de faible intensité. Pourtant, les courants développés par les phénomènes de marée
représentent une ressource importante, en particulier dans la Manche. L’onde de marée est
amplifiée dans certaines zones privilégiées par la configuration de la côte (littoral de la Bretagne et
de la Normandie). Cette énergie présente l’avantage d’être prédictibles (la vitesse et les horaires
des courants sont prédictibles longtemps à l’avance). La ressource hydro cinétique serait inférieure
à la ressource éolienne en mer ainsi qu’à la ressource houlomotrice.
Une étude23 faite pour la Commission Européenne a permis d’estimer la ressource techniquement
exploitable en Europe dans une fourchette de 140 à 750 TWh/an avec les systèmes de seconde
génération développés actuellement.
Efforts de R&D
Des démonstrateurs ont été développés en Europe (ex: Royaume-Uni et la Norvège) pour évaluer la
faisabilité technique et économique des solutions développées. Les options techniques retenues
semblent donner des résultats techniques dignes d'intérêt. Sur ces bases, des études ont été menées
en France pour qualifier ces technologies avec les moyens d'essais disponibles et pour jeter les bases
22
TéraWatt soit 1 milliard de kW
23
Wavenet

18. de projets de démonstration à réaliser, notamment concernant l'énergie des vagues en Polynésie
(société Ito AML), l'énergie des courants (hydroliennes, Hydrohélix et projet EDF/MCT).
En octobre 2008, le Ministère de l’Energie, de l’Ecologie, du Développement Durable et de
l’Aménagement du Territoire, l’ADEME, l’IFREMER, EDF, la DCNS et les Régions Basse Normandie,
Haute Normandie, Bretagne, Pays de Loire, PACA et Rhône Alpes, se sont engagés dans l’Initiative
PArtenariale Nationale pour l'émergence des Energies MArines (IPANEMA).
L’objectif est de structurer les programmes français visant au développement des énergies marines,
afin de favoriser l’émergence, d’une filière industrielle et scientifique dans ce domaine.
Action de l’ADEME
Pour permettre de développer une filière industrielle française, l'ADEME accompagne depuis 2000
toutes les initiatives dans ce domaine : énergies de la houle et des courants et éolien en mer. Elle
soutient aussi bien la recherche et le développement industriel que les études de faisabilité et le
développement d'outils d'aide à la décision. Ainsi un "outil de zonage offshore" a été développé pour
les services instructeurs de l'Etat en région. Il réunit les différentes informations géographiques
telles les zones de pêche, les secteurs d'extraction ou les circuits de trafics maritimes. L'agence a
également apporté son expertise pour l'étude de prospective sur les énergies renouvelables marines
à l'horizon 2030, menée par l'IFREMER.
Les énergies marines font également partie des domaines techniques ciblés par le fonds
démonstrateur recherche dont la gestion vient a été confiée à l'ADEME. En effet, la contribution des
énergies marines au bouquet énergétique français ne sera possible qu’à condition de mettre en
œuvre des dispositions favorisant le succès de quelques technologies à travers des projets de
démonstration.
Pour en savoir plus
Projet 6e PCRD Coordination des actions R&D sur l'énergie des mers –
www.wave-energy.net

19. Note de positionnement sur l’évolution du dispositif de
Certificats d’Economie d’Energie
Version du 14 novembre 2008
Contexte et enjeux
Le dispositif des Certificats d’Economies d’Energie (CEE) a été établi par la loi POPE du 13 juillet
2005. Ce mécanisme repose sur une mobilisation des fournisseurs d’énergie en vue d’atteindre les
gisements d’économie d’énergie dans les milieux diffus (les bâtiments résidentiels et tertiaires).
L’Etat impose à ces entreprises, appelées les « obligés », une obligation d’économies d’énergie, à
laquelle elles doivent se soumettre sous peine de sanction financière. L’obligation globale pour la
première période allant de 2006 à 2009 a été fixée à 54 TWh cumac24, soit une réduction de la
consommation nationale de 0,2 %.
Ces obligés peuvent mener des programmes d’économies d’énergie chez leurs clients et ainsi
obtenir des CEE. Ils ont également la possibilité de faire appel au marché en achetant des CEE à des
acteurs tiers, collectivités ou entreprises, qui ont également la possibilité d’engager des
programmes. Ils peuvent, enfin, payer une pénalité pour se libérer de leur obligation.
Il s’agit donc d’un mécanisme de marché basé sur une logique de résultats : les pouvoirs publics
déterminent la quantité d’économies d’énergie à réaliser, les acteurs économiques sont ensuite
libres de définir leur stratégie et de mener leurs propres programmes. Un tel dispositif permet de
favoriser les gisements d’économies d’énergie les plus rentables économiquement, sans mobiliser
de ressource budgétaire. Il encourage par ailleurs l’évolution du marché de l’énergie vers la
fourniture de services, créateurs de valeur ajoutée pour ces acteurs économiques.
La première période, qui s’achèvera au 30 juin 2009, est une période d’apprentissage pour
l’ensemble des acteurs. Les premiers résultats enregistrés, même s’ils restent modestes, sont très
encourageants, démontrant ainsi l’opérationnalité de ce mécanisme. Il convient désormais de
définir les composantes du dispositif pour la seconde période 2009-2012, en cohérence avec les
objectifs de la loi Grenelle.
Propositions d’évolution
Fixer un objectif ambitieux
Dans le secteur des bâtiments, l’ADEME estime que pour réaliser 20 % des objectifs de la loi
Grenelle (soit 750 TWh) grâce à l’instrument financier des CEE, il faudrait multiplier par 14
l’obligation actuelle (soit un objectif de 756 TWh cumac pour la seconde période).
Pour faciliter la mise en œuvre de cette mesure, il est envisagé d’étendre le principe d’obligation,
actuellement limité aux fournisseurs d’énergie, aux grands bailleurs et propriétaires des secteurs
tertiaires.
Le dispositif CEE pourrait par ailleurs être étendu au domaine diffus des transports, notamment aux
fournisseurs de carburants. On estime à 216 TWh cumac le gisement d’économies d’énergie
atteignable sur ce secteur, en cohérence avec les objectifs adoptés dans la loi Grenelle.
L’obligation totale serait ainsi fixée entre 756 et 972 TWh cumac.
D’après les estimations de l’ADEME, cet objectif est atteignable avec un effet assez limité sur les
prix des énergies s’il est répercuté (moins de 5 % de hausse répartis sur les trois ans).
Cibler les ménages en situation de précarité énergétique
A l’image du dispositif britannique, dont 40 à 50 % des programmes doivent être réalisés chez les
ménages modestes, le mécanisme français pourrait comporter un objectif social. Les lois
d’application peuvent prévoir la bonification des programmes d’économies d’énergie réalisés chez
les ménages en situation de précarité énergétique, à l’image de la bonification actuelle pour les
DOM. De plus, la participation d’un obligé à un Fond social d’aide aux travaux de maîtrise de
l’énergie pourrait donner lieu à l’attribution de CEE sur le modèle du fond de formation des artisans
aux économies d’énergie. Un ratio attractif – 1,5 ou 1 c€ / kWh cumac – assurerait aux obligés la
réalisation d’actions sur cette cible à des coûts maîtrisés.
Toutefois, cette mesure d’ordre incitative n’offrant pas de garantie de résultats, il est possible de
fixer un quota à respecter. Par exemple, la réalisation de 10 à 20 % de l’obligation totale CEE sur
cette cible permettrait à 100 000 ménages modestes de bénéficier d’un soutien pour la rénovation
énergétique de leur logement.
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CUMAC : contraction de « cumulées et actualisées » ; les économies d’énergie engendrées par l’action sont cumulées sur la
durée de vie de l’action, on leur applique ensuite un taux d’actualisation de 4%

20. Industrialiser le dispositif
Dans l’hypothèse d’un objectif renforcé pour la seconde période, il convient d’adapter certaines
règles du dispositif pour le rendre encore plus opérationnel et limiter les coûts de transaction :
- Réduire le nombre d’obligés fioulistes : actuellement, 2 450 entreprises distributrices de fioul
sont soumises au dispositif, cumulant seulement 13% des obligations. La fixation d’un seuil sur
les ventes de fioul permettrait de ne rendre obligés que les principaux distributeurs (quelques
dizaines ou centaines).
- Réviser les fiches standard afin d’alléger la quantité d’information à fournir pour la
constitution d’un dossier de demande de CEE.
- Réévaluer le seuil de dépôt d’un dossier de demande de CEE : ce seuil, actuellement de 1 GWh,
pourrait être rehaussé à 10 GWh cumac, limitant la gestion administrative des « petits
dossiers ».
- Suppression des opérations non standardisées : compte-tenu du faible gisement d’économies
d’énergie qu’elles visent au regard des gisements couverts par les fiches standardisées, la
suppression de ces opérations serait sans grande conséquence pour les acteurs mais génératrice
de fortes économies pour l’administration.
Ouvrir le dispositif à des actions immatérielles
Certaines mesures immatérielles ont été expérimentées lors de la première période. Il s’agit
d’actions de formation aux économies d’énergie, visant en particulier les artisans du bâtiment.
Cette ouverture est plutôt positive car elle permet, in fine, d’accompagner le développement des
filières et la mise en œuvre des programmes.
Pour la seconde période, il est proposé de généraliser l’attribution de CEE à des actions
immatérielles, en étendant l’éligibilité à des programmes d’information, de formation,
d’innovation.
Des règles simples d’encadrement pourraient être posées :
- Plafonnement de l’attribution de CEE à des actions immatérielles : en adoptant un
plafonnement de 5%, l’ensemble de ces programmes immatériels seraient limités à 27 TWh
cumac (sur la base d’une obligation portée à 540 TWh cumac pour la seconde période), soit un
investissement financier des obligés de l’ordre de 500 M€.
- Mettre en place un forfait: une fiche standard propre à chaque mesure définirait les critères à
respecter (cahier des charges). Pour chaque action de ce type, le forfait sera fixé à 2 c€ / kWh
cumac (il n’est pas possible de quantifier d’économie d’énergie directe à une action
immatérielle, le forfait doit donc être posé arbitrairement). Ainsi, tout programme mettant en
œuvre ce type d’action recevrait un nombre de CEE proportionnel à l’effort financier consenti.
Conserver l’éligibilité des acteurs tiers
Dans un contexte de contrainte renforcée, l’ADEME préconise de conserver la possibilité pour les
obligés de recourir à un marché d’échange de certificats et de maintenir l’éligibilité des acteurs
tiers (collectivités et entreprises) au dispositif. En effet, ces acteurs sont à même d’identifier des
actions d’économies d’énergie à coûts réduits et de proposer aux obligés des certificats à un prix
inférieur à 2 c€/kWh cumac. Afin de limiter les risques de double attribution de CEE, des règles
spécifiques pourraient être adoptées pour les collectivités. Ainsi, toute collectivité demandeuse de
CEE pour un programme réalisé chez un tiers devrait prouver la non-interférence de son action avec
un programme initié par un obligé.
Enfin, il est nécessaire de conserver le principe d’additionnalité du dispositif, qui limite l’effet
d’aubaine et garantit la réalisation d’économies d’énergie supplémentaires. Le principe selon lequel
une action n’est éligible aux CEE que si les performances des équipements et mesures proposés vont
au-delà de ce qu’impose la réglementation pourra être maintenu. Par ailleurs, le principe de non-
cumul avec d’autres mécanismes de financement (fonds chaleur, projets domestiques) pourra être
énoncé.
Pour en savoir plus
Guide ADEME : Certificats d’économies d’énergie pour les collectivités (réf 6346)
Certificats d’économies d’énergie pour les entreprises (réf 6347)